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摘要：针对某电厂循环水泵运行中发生的轴承温度升高问题进行阐述，通过故障发生过程的现象及故障排查过程，依据运行数据和化学取样化验结果确定故障原因为油封密封性破坏，完成故障处理及防范措施落实，提升设备运行可靠性。
关键词：循环水泵；故障；磨损；处理
一、故障经过
某燃气发电机组主要设备包括二台SGT5-4000F燃气轮机、二台三压再热式余热锅炉、二台三压、双缸、中间再热、中低压合缸、轴向排汽的SST300型凝汽式汽轮机及二台全氢冷发电机SGen-2200H型发电机，每套机组输出功力467MW，设计效率60.7%。两座淋水面积3750m2自然通风逆流式冷却塔，配备四台SEZ1200-1050/845高压双速循环水泵。双速电动机属于异步电动机变极调速，是通过改变定子绕组的连接方法达到改变定子旋转磁场磁极对数，从而改变电动机的转速。循环水泵电动机上机架内的部件有上导轴承、推力头、推力轴承、冷油器等。
运行中循环水泵电机推力轴承温度攀升至87℃后持续增长，触发“推力轴承温度＞85℃”报警。运行人员检查DCS系统画面中该电机其它温度测点数据未见明显异常，振动值有所升高但未超出报警值。在DCS系统组态中循坏水泵上导轴承温度与推力轴承温度同时高于90℃会保护停运该循环水泵，考虑到在高负荷阶段单台循环水泵不足以承担机组运行需求，巡检与维护人员联合到现场检查该台循泵实际情况。循环水泵房厂房内通风正常，实时环境温度28℃左右。用测温枪检查该电机各处温度，上端轴承外部温度已达80℃，数值与DCS系统画面接近，维护人员检查温度接线无松脱或锈蚀，其它三台电机外部测量温度不超过60℃，可以确定电机温度测点测量准确。检查该电机推力轴承室油位正常，且通过观察孔检查油质色泽清澈。用听针检查轴承，声音正常。用测振仪检查轴承振动，振动值未超标。在不能确定该循泵推力轴承温度超温的原因时，决定采取强制冷却的方式降低该循环水泵推力轴承温度异常问题，临时外接一台轴流风机对该循环水泵电机上部直吹，推力轴承温度下降并保持在66℃左右。
之后在机组停运后做验证试验，轴流风机停止运行后启动该循环水泵电机，电机运行2个小时后，推力轴承温度升到69℃并持续上升，判定此推力轴承超温确实存在问题。
二、故障原因排查
由于该循环水泵运行中缺乏有效的检查手段确定推力轴承超温的根本原因，由于该泵自投运以来甚至夏季高温环境下从未出现过轴承超温问题，暂不考虑安装质量或者设备质量问题，调阅相关巡检机组、给油脂记录、缺陷处理记录，发现本次循环水泵推力轴承温度超温故障之前3个月，该循环水泵曾因电机油温表漏油通过加油孔补充过一次#46汽轮机油，补充油的标号无误、入厂化验质量合格，加油之后运行平稳无异常。
电动机轴承温度过热的主要原因包括润滑剂或油（脂）不合适或变质、轴承室缺油、负载推力过大、轴承受力不均衡、轴承损伤等。从现场运行情况、各参数的趋势及与其他循环水泵电机的对比来看，油质异常及轴承损伤的可能性较大，化验人员现场取样进行油脂化验。该电机推力轴承油样化验结果见表1：
表1 油样化验单
从油样分析结果可以看出，颗粒度和破乳化度不合格，说明轴承油质已经被污染和发生老化，考虑到破污染物有可能会来自外部也可能来自推力轴承磨损产生的细微颗粒，同时油脂中的颗粒物又会可能反作用于轴承的再次损伤，需对推力轴承进行检查。
打开轴承室后发现，推力轴承外套滑道已严重磨损，轴承油室内散落大量轴承磨损产生的碎屑，见图一：
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图一 拆卸后的推力轴承及滑道
清理轴承室后并更换同型号29436-E1（FAG）推力轴承试转，1小时后推力轴承温度升到84℃，持续半小时后恢复到60℃左右，稳定运行。对电机继续检查，拆除冷却风道后发现油室上端盖有油渍，水平结合面密封良好，未见渗油现象，可以确定油渍从轴和轴封处渗出。随即拆开油室上端盖，发现油封磨损、油封内毛毡缺失，见图二。油封密封不严，导致发生渗漏油，也就解释了新轴承试转时轴承温度依然升高。之后循环水泵电机轴与轴封之间的间隙恢复正常，轴承温度也基本正常。
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图二 油封内部毛毡缺失
三、结论
本次循环水泵推力轴承温度超温的原因是两方面引起的，一方面是由于推力轴承磨损引起的，另一方面是由于循环水泵电机轴与轴封之间间隙设置不当引起的。通过本次故障排查及相关措施落实，为循环水泵运行和维护工作开展提供了很好的思路以及详实的技术资料。
参考文献：
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[2]蔡星华。汽轮机油异常原因分析【J】。科技创新与应用，2018年第10期：68-70.
[3]廖国新，吴旭东。电厂运行中汽轮机油破乳化度劣化工业化处理探讨【J】。石油商技，2014年第1期：46-48.
作者简介：
任丙月（1982-），男，工程师，从事电气专业技术管理工作李小煜（1976年-），男，高级工程师，从事电力行业技术研究和咨询工作。
孙春雨（1981年-），男，工程师，从事电气专业技术管理工作。